延长油田西部地区主要包括陕西省西北部的吴起、定边和靖边等县，位于鄂尔多斯盆地西倾单斜构造-陕西斜坡，主要目的层为三叠系延长组，属低压、低渗透致密性油气田^[1]，主要采用水平井开发^[2]。钻井过程中，钻遇直罗组、安定组和延长组等多个易漏失层，60%以上的井在固井时水泥无法返至井口，部分漏失严重的井上部存在长约1 000.00 m的自由套管，井筒密封完整性非常差。国内外对低压易漏井固井技术进行了大量的研究，取得了超低密度水泥浆、防漏水泥浆、触变性水泥和塞流固井等一系列研究成果^[3-8]。笔者借鉴前人的研究成果，针对延长油田西部地区存在的固井技术难点及降本增效的要求，以成本较低的粉煤灰低密度水泥浆为基础研发了复合粉煤灰低密度水泥浆，引入前置液堵漏技术，同时制定了提高顶替效率的措施，形成了适用于延长油田西部地区的低压易漏地层固井技术，并在现场应用10余井次。应用结果表明，应用低压易漏地层固井技术后，固井质量合格率达90%以上，漏失率降至3%。

1 固井技术难点 1.1 易发生井漏

延长油田西部地区的主要目的层为延长组长6段和长7段，油藏埋深约1 800.00 m。目的层破裂压力系数低，约为1.55~1.65^[9]。在水平井钻井过程中，安定组、洛河组和延长组等地层均有漏失发生，破裂压力系数最低可至1.26。钻井过程中漏速2~10 m³/h、漏失量200 m³以上的井达15%以上，漏失量500 m³以上的失返性漏失井达5%以上，渗透性漏失普遍存在。延长油田西部地区漏失类型及漏失原因见表 1。

由于延长油田西部地区存在多个漏失层位，造成固井时水泥上返至设计返深的成功率较低。据统计，延长油田西部地区60%以上的井水泥没有上返至设计返深，固井质量合格率仅为50%。

此外，目前延长油田西部地区固井时大部分以清水为前置液，清水前置液虽然能在一定程度上稀释钻井液，对附着在套管和井壁上的钻井液有一定的清洗效果，但清水前置液的悬浮能力差，滤失量大，会对地层造成伤害，且用量过大会导致井壁失稳。

1.2 套管下入易遇阻

延长油田西部地区水平井完钻井深2 600.00~3 500.00 m，主要采用二级井身结构：一开，采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深320.00 m左右，下入ϕ244.5 mm套管；二开，采用ϕ215.9 mm钻头钻至完钻井深，下入ϕ139.7 mm套管。该地区水平井造斜点在井深1 500.00 m左右，水平段长600.00~1 400.00 m，定向造斜率最高达9°/30 m，套管下入困难。井斜角大于45°时，套管在自重作用下容易贴在下井壁上，导致摩阻增大；井斜角为55°~75°时，由于岩屑清除难度大，导致套管下入摩阻进一步增大。图 1是该地区某水平井未安放套管扶正器条件下套管下入摩阻模拟结果。由图 1可知，套管下到底时大钩载荷曲线已逼近螺旋屈曲线，为提高套管的居中度需安放大量套管扶正器，而安放套管扶正器会增大套管下入遇阻风险。因此，需要优选套管扶正器的类型和优化套管扶正器的安放位置，以降低套管下入遇阻的风险。

1.3 注水泥顶替效率低

套管下入遇阻的风险限制了套管扶正器的外径及安放数量，因此，该地区水平井水平段套管的居中度难以达到要求，而套管偏心会影响注水泥过程中的顶替效率。由于该地区地层具有低压易漏的特性，不能采用大排量进行顶替，顶替过程中无法通过紊流提高顶替效率。由该地区现场固井施工情况可知，顶替后期泵压可达16 MPa以上(50%以上为循环摩阻)，为防止压漏地层，普遍采用降排量的方法降低井底压力，而排量低时环空中为层流顶替，顶替效率低。

2 低压易漏地层固井技术

由上述固井技术难点可看出，在固井过程中保证不发生漏失是提高该地区水平井固井质量的关键。因此，为实现固井防漏、提高固井质量的目的，主要从以下3个方面着手：1) 优化固井浆体结构，减小环空静液柱压力，形成高强复合低密度水泥浆固井技术；2) 优化前置液，提高前置液的堵漏能力，以提高地层承压能力，强化井筒的完整性；3) 进行配套固井工艺研究，以提高顶替效率和固井质量。

2.1 复合粉煤灰低密度水泥浆

低密度水泥浆是解决低压、易漏井固井时水泥浆漏失的主要途径之一^[10]。目前配制低密度水泥浆的减轻剂多选用漂珠，但漂珠相对于水泥颗粒较大，且粒径、壁厚不均，在水泥浆中易上浮、破碎，造成水泥浆沉降稳定性和体积稳定性变差，尤其是自身承压能力弱，造成实际入井水泥浆的密度大于常压配制时的密度。粉煤灰是一种具有较高承压能力的密度减轻材料，因其内部含有大量活性玻璃体而具有潜在的水硬性，用其配制的水泥浆稳定性好，形成的水泥石渗透率低^[11]，而且粉煤灰来源广、成本低，因此，进行复合粉煤灰低密度水泥浆研究。

复合粉煤灰低密度水泥浆由复合低密度材料TJLW、降滤失剂THFS、增强剂TJP和早强剂组成。复合低密度材料TJLW以粉煤灰为主，并与控水膨胀性材料和超细材料等复配，经过特殊加工而成。控水膨胀性材料可补偿粉煤灰水泥浆凝固时体积的收缩。超细材料(粒径0.02~0.50 μm)是根据颗粒级配理论将不同粒径的超细材料混合而成，其可使水泥浆的颗粒结构更加致密，有利于提高水泥石强度。降滤失剂THFS为非渗透性聚合物，以链状胶束颗粒形态存在于水泥浆中，通过聚合物交联技术可在水泥浆与地层之间形成一层致密的不渗透膜，且胶束颗粒充填在水泥颗粒间的缝隙中，能够有效地阻止地层流体向井筒运移，达到防气窜和防水窜目的。

为使降滤失剂THFS的降滤失效果最优，进行了降滤失剂THFS加量优选，结果为：当降滤失剂THFS的加量为3%、4%、5%和6%时，基浆的API滤失量分别为150，140，70和35 mL。由此可以看出，降滤失剂THFS的加量达到6%，基浆的API滤失量就可以降至50 mL以下。因此，确定降滤失剂加量为6%。

为使水泥浆的早强效果达到最优，分别将2%的早强剂A、B、C和TJC加入到基浆中，测定所形成水泥石24和48 h的抗压强度，结果为：分别加入早强剂A、B、C和早强剂TJC时，水泥石24 h抗压强度分别为15.1，14.2，17.8和21.7 MPa；48 h抗压强度分别为16.2，17.7，20.4和28.6 MPa。由此可以看出，早强剂TJC比早强剂A，B，C的早强效果要好，加入2%早强剂TJC就可使基浆所形成水泥石24 h抗压强度达20 MPa以上。因此，早强剂选用TJC。水泥浆凝固过程中，早强剂TJC可以充填在硅酸钙凝胶微晶交织形成的网状结构中，使水泥石结构更加致密，提高水泥石的强度和抗渗等性能，改善水泥环胶结质量。

通过正交试验确定复合粉煤灰低密度水泥浆的配方为：G级水泥+60.0%~100.0%复合低密度材料TJLW+5.0%微硅+6.0%降滤失剂THFS+4.0%增强剂TJP+2.0%早强剂TJC+0.3%消泡剂+水。复合粉煤灰低密度水泥浆的基本性能和稠化性能见表 2和图 2。

由表 2和图 2可以看出：复合粉煤灰低密度水泥浆的密度最低可至1.40 kg/L，具有良好的流变性能，流动度22~24 cm；API滤失量低于50 mL；在低温下稠化时间适宜且过渡时间短，水泥石48 h抗压强度达到10 MPa以上；沉降稳定性好，上下密度差不超过0.03 kg/L。由此可看出，复合粉煤灰低密度水泥浆的性能符合油气井注水泥推荐标准要求。

2.2 堵漏前置液 2.2.1 设计思路

要解决固井中的漏失问题，必须通过堵漏来提高地层的承压能力。国内外近年来通常采用在水泥浆中加入纤维的方法来解决漏失问题，但是将纤维加入到水泥浆中的难度较大，而且仅靠纤维还不能完全解决漏失问题。为此，笔者考虑在前置液中加入堵漏剂，利用其对漏层进行暂堵，以提高漏层的承压能力，解决水泥上返高度低的问题。

相比于水泥浆堵漏，在前置液中加入堵漏材料比较容易。堵漏材料包含纤维和颗粒材料，这些材料加入到前置液中可显著提高架桥作用，而且纤维可提高井壁滤饼的韧性，有利于水泥石的胶结，提高固井第二界面的胶结质量。

2.2.2 堵漏前置液配方的优选

首先优选前置液的添加剂。分别以羟乙基纤维素(HEC)和YC-DG为主剂，辅之以表面活性剂RT配制成2种前置液。HEC为前置液常用增黏剂，加入表面活性剂可使其分散均匀。YC-DG为复合添加剂，主要由生物高分子聚合物、悬浮稳定剂和螯合剂组成，其中生物高分子聚合物主要用来提高前置液的黏度，降低其滤失量；悬浮稳定剂主要悬浮岩屑及堵漏材料；螯合剂可与生物高分子聚合物和悬浮稳定剂参与螯合作用，形成网状凝胶结构，起到二级悬浮作用。根据HEC、YC-DG与RT不同加量下的流变性和悬浮性能测定结果，确定2种前置液的配方为0.8%HEC+5.0%RT和10.0%YC-DG+5.0%RT。

在2种前置液中加入橡胶粉、蛭石^[12]和纤维类混合堵漏剂YCP-4等堵漏材料，形成不同的堵漏前置液配方。采用缝隙板模拟地层裂缝，利用钻井液堵漏材料试验仪评价不同配方堵漏前置液的堵漏效果，结果见表 3。延长油田西部地区延长组地层裂缝的长度为0.2~0.5 mm，考虑钻井过程中钻井液的冲蚀，选用1.0 mm的缝隙板模拟裂缝。

由表 3可以看出，配方2，4和6均可封堵住1.0 mm的缝隙板，承压能力大于8 MPa，而封堵效果最好的是配方4和配方6。

堵漏前置液除了应具有良好的堵漏效果外，还应具有较好的稳定性和流变性^[13]，同时与水泥浆混合后应有一定的强度。为此，对配方4和配方6的堵漏前置液进行了稳定性、流变性和水泥浆混合强度测试，结果见表 4。水泥浆与堵漏前置液按体积比75:25混合，测试其形成水泥石48 h抗压强度。

由表 4可以看出，2种配方堵漏前置液的流变性能均较好，能满足前置液需求，但在稳定性及与水泥浆的混合相容性方面，配方6均优于配方4，且水泥浆与其混合后所形成的水泥石仍具有一定的强度。因此，选择配方6的前置液作为延长油田西部地区固井用堵漏前置液。

2.3 配套技术措施 2.3.1 优选套管扶正器及优化其安放位置

一般情况下，常规弹性套管扶正器具有较高的复位力，且复位力的大小与作用在其上的载荷有关，然而产生大复位力的同时，也会产生较大的下入阻力，影响套管的正常下入。依据延长油田水平井套管下入难度，采用高支撑力的刚性套管扶正器，可抬起套管，减小套管与井壁的接触面积，降低套管下入摩阻，保障套管顺利下入。因此，选用树脂旋流套管扶正器和树脂滚轮套管扶正器。树脂旋流套管扶正器的优点在于当井壁不规则时，下套管过程中井壁可对套管扶正器产生一定的横向分力，降低阻力。同时在固井过程中，水泥浆流经树脂旋流套管扶正器的螺旋条时产生旋流，有利于提高水泥浆的顶替效率。在套管进入斜井段时，树脂滚轮套管扶正器可使大段套管不紧贴在井眼底边，减小摩擦面积，且由于滚轮的滚动，使常规下套管时的滑动摩擦转变为滚动摩擦，也可降低套管与井壁之间的摩擦阻力，使套管顺利下入。

根据2种套管扶正器的特点，优化套管扶正器安放位置：从井斜角45°到B靶点的井段全部安放树脂滚轮套管扶正器，每根套管安放一只；造斜点至井斜角45°的井段全部安放树脂旋流套管扶正器，每2根套管安放一只；直井段安放弹性套管扶正器，每3根套管安放一只；与上层套管重叠井段安放刚性套管扶正器。

2.3.2 采用紊流-塞流复合顶替

针对延长油田水平井固井过程中后期顶替压力高无法达到紊流、顶替效率低的难点，结合目前国内对于塞流固井在防漏方面的研究成果^[14]，设计采用紊流-塞流^[15]复合顶替方式。利用流变学公式^[16]计算延长油田水平井在不同施工排量下的顶替速度可知：延长油田水平井在施工排量较大的情况下(1.8~2.4 m³/min)，能够实现紊流顶替；排量较小(0.2~0.3 m³/min)时能够实现塞流顶替。为了实现紊流-塞流复合顶替，应选择合适的减阻剂并优化其加量，以控制水泥浆的流变参数。利用流变学公式计算达到紊流和塞流时的水泥浆流性指数为0.6，同时计算不同排量下达到紊流和塞流时水泥浆的稠度系数，结果见表 5。

表 5中的结果可为水泥浆设计提供支持，为实施紊流-塞流顶替提供保障。在保证安全的前提下，替浆前期采用大排量顶替，替浆后期采用小排量塞流顶替，下部主要目的层经过紊流塞流变排量顶替，有利于提高水泥浆的顶替效率；另外可以降低环空摩阻和注水泥发生漏失的风险。

3 现场应用

低压易漏地层固井技术在延长油田西部低压易漏地区进行了十余井次的现场应用，固井成功率100%，固井质量优良率达到了90%，漏失率降至3%。下面以新平15井为例介绍低压易漏地层固井技术的具体应用情况。

新平15井采用二开井身结构，二开采用ϕ215.9 mm钻头，钻至井深2 942.52 m完钻，完钻时钻井液密度为1.10 kg/L。该井在钻井过程中多次发生漏失，累计漏失钻井液200 m³。二开要求ϕ139.7 mm套管下至井深2 940.10 m，水泥返至井口。该井二开井段井径平均为241.6 mm，井径扩大率平均为8.7%，采用双密度水泥浆固井，设计以密度1.40 kg/L的复合粉煤灰低密度水泥浆为领浆，封固上部地层(0~1 900.00 m)，以密度1.88 kg/L的常规水泥浆为尾浆，封固水平段(1 900.00~2 940.00 m)。注水泥前先注入密度1.15 kg/L的堵漏前置液15.8 m³，对漏失层进行暂堵，之后连续注入隔离液5.0 m³、领浆58.0 m³、尾浆30.0 m³。整个固井过程施工顺利，未发生漏失，前置液、水泥浆返至井口。固井结束候凝48 h后，声幅测井显示水泥胶结良好，固井质量合格率98%，上部井段固井质量优良率达到了70%。

4 结论与建议

1) 通过优化降滤失剂加量，优选早强剂等水泥外加剂，根据正交试验，确定了复合粉煤灰低密度水泥浆配方，其密度可调、性能优越，所形成水泥石抗压强度高，能够满足低压易漏层固井要求。

2) 通过研究低密度水泥浆、堵漏前置液及制定提高顶替效率的技术措施，形成了适用于延长油田西部地区的低压易漏地层固井技术。现场应用表明，该技术能够显著提高延长西部低压易漏地层的固井质量。

3) 注水泥前利用前置液对易漏地层进行封堵可提高低压易漏地层的固井质量，但要根据地层特点优选合适的堵漏材料，并要确定其对水泥石抗压强度的影响较小。为提高堵漏前置液的堵漏效果和低压易漏地层的固井质量，应研制对水泥石抗压强度无影响的堵漏材料。